Способ добычи нефти. Способы добычи нефти шгн


Способ добычи нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающий скважины с высоковязкой нефтью. Обеспечивает повышение дебита скважины. Сущность изобретения: способ добычи включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и пакером, размещение пакера над интервалом продуктивного пласта, постановку пакера и отбор нефти штанговым глубинным насосом. Согласно изобретению в качестве скважины используют малодебитную скважину, штанговый глубинный насос снабжают глубинным манометром и размещают не выше интервала продуктивного пласта, а при отборе нефти в подпакерной зоне поддерживают отрицательное забойное давление. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти.

Известен способ эксплуатации скважины, в котором ведут спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и отбор жидкости из скважины. Колонну насосно-компрессорных труб снабжают пакером, размещенным над насосом, заменяют насос на насос, имеющий больший напор. Спускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину на глубину, соответствующую высоте столба жидкости, поднимаемой замененным насосом. Устанавливают пакер и отбирают жидкость из-под пакера (Патент РФ №2425963, опубл. 10.08.2011).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, спуск колонны насосно-компрессорных труб, которые выполняют теплоизолированными. Восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Забой, в свою очередь, устанавливают ниже кровли пласта по вертикали на расстоянии не менее 2 м. После закачки теплоносителя осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, производят отбор нефти насосом до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара повторяют (Патент РФ №2436943, опубл. 20.12.2011 - прототип).

Недостатком известных способов является невозможность добычи вязкой нефти при малой продуктивности пласта, вследствие чего приходится переводить работу насоса в периодический режим и нередко с весьма длительными интервалами простоя. Дебит скважины оказывается невысоким.

В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины.

Задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и пакером, размещение пакера над интервалом продуктивного пласта, постановку пакера и отбор нефти штанговым глубинным насосом, согласно изобретению, штанговый глубинный насос размещают не выше интервала продуктивного пласта, а при отборе нефти в подпакерной зоне поддерживают отрицательное забойное давление.

Сущность изобретения

При добыче вязкой нефти из малодебитного пласта приходится переводить глубинный штанговый насос в периодический режим работы. Это отрицательно сказывается на работе насоса, требует постоянного вмешательства оператора в процесс пуска насоса. При такой работе в скважине скапливаются загрязнения, что вызывает необходимость остановки и очистки скважины. Дебит скважины остается низким. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита скважины. Задача решается следующим образом.

В нефтедобывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и глубинным штанговым насосом на конце. Насос размещают не выше интервала продуктивного пласта: в интервале продуктивного пласта или ниже интервала продуктивного пласта. Пакер размещают над интервалом продуктивного пласта. Выполняют постановку пакера. Соединяют насос колонной штанг со станком-качалкой на устье скважины и производят отбор нефти штанговым глубинным насосом. При отборе нефти в подпакерной зоне забойное давление постепенно доводят до отрицательного значения и на этом режиме эксплуатируют скважину, т.е. при добыче нефти поддерживают отрицательное забойное давление. В результате дебит скважины возрастает в несколько раз. Насос эксплуатируют в постоянном режиме.

Пример конкретного выполнения

В нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм вскрыт перфорацией интервал продуктивного пласта на глубине 972-961 м. Скважиной добывают нефть с вязкостью 295 сП. В скважину спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, глубинного штангового насоса марки 25-175ТНМ на конце колонны и пакера типа ПРО-ЯМО, расположенного выше насоса. Пакер размещают на глубине 948 м, при этом насос оказывается в интервале продуктивного пласта. Герметично устанавливают пакер. Подпакерное пространство герметично объединяет зону перфорации на глубине эксплуатационной колонны и прием насоса. Привод насоса осуществляется через штанговую колонну станком-качалкой ПНШТ-60. Запускают насос в работу. При работе насоса в подпакерной пространстве достигают отрицательного давления в пределах от -0,09 до -0,11 МПа.

До применения вышеуказанной компоновки скважина эксплуатировалась в периодическом режиме из-за высокой вязкости и слабого притока жидкости. Для контроля давления в скважину в подпакерную зону приема насоса спускался автономный глубинный манометр.

В результате дебит скважины увеличился с 1,1 до 3,2 м3/сут.

Применение предложенного способа позволило увеличить приток из пласта в скважину, перевести скважину из периодического режима эксплуатации в постоянный, а также защитить штанговый насос от заклинивания из-за работы «всухую» в слабо приточной скважине.

Применение предложенного изобретения позволит повысить дебит скважины.

Способ добычи высоковязкой нефти, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и пакером, размещение пакера над интервалом продуктивного пласта, постановку пакера и отбор нефти штанговым глубинным насосом, отличающийся тем, что в качестве скважины используют малодебитную скважину, штанговый глубинный насос снабжают глубинным манометром и размещают не выше интервала продуктивного пласта, а при отборе нефти в подпакерной зоне поддерживают отрицательное забойное давление.

www.findpatent.ru

Способ добычи нефти

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к технологии добычи нефти из нефонтанирующих скважин. Обеспечивает повышение производительности добычи нефти и глубины извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных труб, электродвигателем. Его устанавливают на устье скважины и соединяют с поршнем тягой. Подготовку добычи и добычу нефти выполняют с постоянной промывкой фильтра и призабойной зоны пласта попеременной подачей флюида вверх-вниз поршнем в цилиндре. Его устанавливают на любых глубинах вплоть до уровня пласта. Пакер на трубах устанавливают преимущественно на кровле пласта. Поршень утяжеляют грузом. Монтируют его на кабеле или тросе, которые навивают на барабан, подсоединенный к электродвигателю. Перемещают поршень вниз под собственным весом, отключив двигатель или барабан. Располагают поршень на разных глубинах в цилиндре, например на глубинах 1, или 2, или 3 км. В этих точках выполняют равное количество, например по 3, возвратно-поступательных перемещений поршня на равную величину хода с разной или равной скоростью подъема и спуска. Измеряют объем удаленной поршнем жидкости для каждой точки. Вычисляют объем ходов поршня в каждой точке и по соотношению указанных объемов определяют коэффициент перетока жидкости в зазорах между поршнем и цилиндром. Затем определяют дебит скважины в каждой точке как частное от деления объема удаленной поршнем жидкости за время его работы на указанный коэффициент. Повторяют то же самсое для других величин хода и скоростей перемещения поршня. Устанавливают в зоне пакера обратный клапан и все приведенное выше повторяют. Строят графики дебита по точкам. Сравнивают графики и выбирают зону установки поршня и целесообразность установки клапана из условия получения максимального дебита в процессе добычи. Устанавливают поршень в расчетную зону и выполняют процесс добычи нефти путем возвратно-поступательных перемещений поршня в режиме, выбранном из графика с максимальным дебитом. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к технологии добычи нефти из нефонтанирующих скважин.

Известна технология добычи нефти насосами различного типа (Е.И. Бухаленко, В. Б. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991, с. 32; В.Н. Моисеев. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М., Недра, 1990, с. 19). Наиболее распространенные электрические центробежные насосы (ЭЦН) являются недостаточно надежными. Причиной частного выхода из строя является чувствительность ЭЦН к падению уровня нефтяного столба в скважине, к наличию песка, парафинов, воды, газовой фазы, к температуре флюида. Известен также способ добычи нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН) (В.Е. Гавура, В.В. Исайчев, А.К. Курбанов и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М., ВНИИОУНП, 1994, с. 265). Данный способ, принятый за прототип, частично лишен недостатков технологии добычи нефти с использованием ЭЦН. Он включает возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных насосно-компрессорных труб (НКТ), электродвигателем, установленным на устье скважины и соединенным с поршнем тягой. Такие насосы менее чувствительны к отрицательным факторам, оказывающим сильное влияние на работу ЭЦН, и этим обеспечивается их более высокая надежность и работоспособность. Тем не менее ШГН не имеют качественных преимуществ перед ЭЦН, что обусловлено следующими их недостатками: - штанги имеют большой вес, увеличивающийся пропорционально глубине установки насоса. В связи с этим глубина установки насосов (как ШГН, так и ЭЦН) не превышает как правило 1-1,5 км, ниже этих глубин нефть не извлекают и она остается в скважине; - производительность ШГН недостаточна ввиду большого веса штанг и уравновешивающих грузов, которые не позволяют задавать большую скорость перемещения поршня и ограничивают величину его хода. Задачей заявленного изобретения является создание способа добычи нефти, лишенного недостатков прототипа и обеспечивающего повышение производительности добычи и глубины извлечения нефти. Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является возможность установки и работы поршня в цилиндре на любых глубинах, вплоть до уровня пласта, а также перемещение поршнем столба жидкости над ним с устранением его давления на столб жидкости под поршнем или, наоборот, со сложением давлений этих столбов, и, кроме того, изоляция и устранение влияния затрубного столба жидкости. Указанный технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти, включающем возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных НКТ, электродвигателем, установленным на устье скважины и соединенным с поршнем тягой, согласно изобретению выполняют подготовку добычи и добычу нефти с постоянной промывкой фильтра и призабойной зоны пласта попеременной подачей флюида вверх-вниз поршнем в цилиндре, установленном на любых глубинах вплоть до уровня пласта, пакет на НКТ устанавливают преимущественно на кровле пласта, поршень утяжеляют грузом, монтируют его на кабеле или тросе, трос навивают на барабан, подсоединенный к электродвигателю, перемещают поршень вниз под собственным весом, отключив двигатель или барабан, располагают поршень на разных глубинах в цилиндре, например на глубинах 1, 2, 3 км, и в этих точках выполняют равное количество, например по 3, возвратно-поступательных перемещений поршня на равную величину хода с разной или равной скоростью подъема и спуска, измеряют объем удаленной поршнем жидкости для каждой точки, вычисляют объем ходов поршня в каждой точке и по соотношению указанных объемов определяют коэффициент перетока жидкости в зазорах между поршнем и цилиндром, затем определяют дебит скважины в каждой точке как частное от деления объема удаленной поршнем жидкости за время его работы на указанный коэффициент, повторяют то же самое для других величин хода и скоростей перемещения поршня, устанавливают в зоне пакера обратный клапан и все приведенное выше повторяют, строят графики дебита по точкам, сравнивают графики и выбирают зону установки поршня и целесообразность установки клапана из условия получения максимального дебита в процессе добычи, устанавливают поршень в расчетную зону и выполняют процесс добычи нефти путем возвратно-поступательных перемещений поршня в режиме, выбранном из графика с максимальным дебитом; при падении дебита в процессе добычи ее прекращают и повторяют приведенный выше порядок действий, строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу с новыми параметрами по указанному графику; при отсутствии повышения дебита при повторном возбуждении пласта проводят другие воздействия на пласт; повторную перфорацию, использование химических веществ, пороховых генераторов давления, гидроразрыва пласта и др. и повторяют приведенный выше порядок действий, затем строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу нефти с новыми параметрами по указанному графику. Возвратно-поступательные перемещения поршня перед началом и в процессе добычи необходимы для постоянной промывки фильтра и призабойной зоны пласта за счет пульсации давления жидкости в скважине: при подъеме поршня вверх он отсекает столб жидкости над ним и давление в зоне пласта падает до уровня, определяемого оставшимся столбом жидкости под поршнем вплоть до нулевого уровня; при опускании поршня вниз верхний столб жидкости ударяет через поршень по нижнему столбу и давление резко увеличивается до уровня давления столба жидкости от устья и даже выше вследствие соударения столбов. Такая пульсация давления приводит к пульсации перемещения жидкости в пласт и из пласта, что поддерживает фильтр, призабойную зону пласта и сам пласт в очищенном состоянии, обеспечивающем максимальную величину отдачи пласта и притока нефти. Установка пакера преимущественно на кровле пласта необходима для обеспечения возможности проводить подготовку добычи и добычу на глубинах от устья до пласта без помех со стороны давления затрубной жидкости. При этом амплитуда колебания давления в зоне пласта при подъеме и спуске поршня соизмерима с величиной гидростатического давления столба жидкости в той же зоне. Если пакер установить значительно выше пласта, то депрессию можно будет создать только на уровне гидростатического давления столба скважинной жидкости до пакера. Ниже пакера давление будет определяться действием затрубного столба жидкости даже в том случае, когда поршень спущен в НКТ в зону пласта и отсекает столб жидкости и его давление над поршнем при движении поршня вверх. Пакер, установленный преимущественно на кровле пласта, выполняет весьма важную функцию: он ликвидирует действие затрубного столба жидкости и позволяет создавать приведенную пульсацию давления жидкости в зоне пласта и постоянную его промывку. Утяжеление поршня грузом необходимо для того, чтобы поршень мог опускаться вниз под собственным весом без приложения усилий от привода. В этом случае появляется возможность смонтировать поршень на кабеле или тросе, который имеет прочностные возможности поднимать поршень вверх с еще большим усилием, чем тяги на ШГН, но не имеет возможности толкать поршень вниз. Имеются и другие преимущества использования кабеля: высокая прочность при малом диаметре, обеспечивающем небольшой вес и высокую гибкость, которая позволяет навивать его на барабан. Главным же преимуществом использования кабеля является то, что он позволяет опускать поршень на любую глубину, то есть до 3-7 км в существующих скважинах. Такая возможность позволяет вести добычу нефти при падении ее динамического уровня вплоть до уровня пласта. Коэффициент извлечения нефти из пласта достигнет в этом случае максимально возможного уровня. Существующие насосы позволяют вести добычу нефти с глубин 1-1,5 км с коэффициентом ее извлечения 0,3-0,4. Столб нефти высотой 2-3 км и более, свидетельствующий о возможностях пласта поддерживать такой динамический уровень флюида, оказывается неизвлеченным из скважины и остается в ней с последующим списанием скважины. Нефть в количестве 30-70% остается в пласте и скважине. Предложенный способ позволяет извлекать нефть даже при падении динамического уровня флюида до нулевого значения. Намотка кабеля на барабан позволяет осуществлять как быстрый подъем поршня вверх, так и быстрое его перемещение вниз под собственным весом, что повышает производительность добычи. Установка поршня перед началом добычи на разных глубинах и выполнение в них возвратно-поступательных перемещений на равную величину хода, например 10-50 м, в разных режимах, необходима для определения максимального дебита, с которым потом и ведут добычу. Определение и использование коэффициента перетока жидкости позволяет уточнять дебит и выполнять соответствующие расчеты и планирование условий добычи. Регулированием скоростей подъема и спуска поршня регулируют объем жидкости, входящей в призабойную зону пласта и уходящей из нее. Например, если скорость подъема выше скорости спуска, то есть подъем идет более длительное время, то и объем притока флюида из пласта превышает объем возвращаемой в пласт жидкости. В этом случае происходит добыча нефти. При другом соотношении скорости можно кратковременно воздействовать на фильтр и призабойную зону пласта в усиленном промывочном режиме с транспортировкой в пласт кислот, поверхностно-активных веществ и т.п. Более качественная промывка фильтра и призабойной зоны пласта позволит затем увеличить дебит скважины. Установка обратного клапана необходима для определения сравнительной величины дебита в этих условиях и определения условий для получения максимального дебита скважины. Съемный обратный клапан используют также для поиска альтернативных условий максимальной добычи. Повторение приведенного порядка действий после падения дебита и после разных стимулирующих воздействий на пласт снова обеспечивает работу скважины с максимальной производительностью в новых условиях. Таким образом, предложенный способ обеспечивает достижение и поставленной задачи, и технического результата: нефть можно извлекать из скважины до уровня пласта, а процесс ее извлечения является максимально производительным. На чертеже представлена схема осуществления предложенного способа. На схеме показаны: нефтяная скважина 1, поршень 2, цилиндр 3, расположенный в колонне НКТ 4 с установленным на ней пакером 5, электродвигатель 6 с барабаном 7, подсоединенным к электродвигателю 6, установленными на устье 8 скважины 1, кабель (трос) 9, навиваемый на барабан 7 и соединенный с поршнем 2 утяжеленным грузом 10, кровля 11 нефтяного пласта 12, точки 13, 14, 15 установки поршня 2 на глубинах 1, 2 и 3 км соответственно; труба 16 для отвода добываемой нефти в бак или в систему отвода нефти; съемный обратный клапан 17, установленный в зоне пакера 5. Выполняют предложенный способ следующим образом. Опускают поршень 2 с грузом 10 в колонну НКТ 4, внутренняя поверхность которой может быть подготовлена в качестве цилиндра 3 как на всей длине НКТ, так и на ее части. Отпускают тормоза барабана 7 и поочередно опускают поршень 2 с грузом 10 в точки 13, 14, 15. Включают двигатель 6 и в каждой точке выполняют возвратно-поступательные перемещения поршня 2, например, на 10-15 м в разных режимах. При подъеме поршня 2 вверх столб жидкости в НКТ 4, расположенный над поршнем 2, поднимается вверх. Соответствующий ходу поршня 2 объем жидкости (флюида) выливается через трубу 16 в бак, где его величина измеряется. Давление измеряемого столба жидкости на столб жидкости под поршнем прекращается сразу же после начала подъема поршня 2. Давление скважинной жидкости в зоне пласта уменьшается, например, на 100, 200 или 300 атмосфер при расположении движущегося поршня 2 соответственно в точках 13, 14 или 15. Уменьшение давления (депрессия) вызывает активную отдачу пласта 12 и флюид начинает перемещаться в скважину 1. При этом выносятся не только механические частицы породы, но и парафины, асфальтены, соли, продукты загрязнения призабойной зоны пласта 12. Но в процессе притока фильтр и призабойная зона пласта 12 вновь быстро засоряются (кольматируются). Однако при возвращении поршня 2 вниз под давлением собственного веса и столба жидкости вес обоих столбов суммируется с дополнительными кратковременным увеличением давления сверх указанного в момент соударения столбов (явление гидроудара). Давление в зоне пласта 12 возрастает и жидкость из скважины 1 направляется в пласт 12, взвешивая все закольматированные частицы в бурлящем потоке. При следующем ходе поршня 2 вверх процесс выноса частиц в скважину 1 возобновляется. Таким образом, процесс очистки фильтра и призабойной зоны пласта 12 идет постоянно в процессе добычи. Для возможности получения дебита процесс подъема поршня 2 выполняют с меньшей скоростью, чем его спуск. В первом случае поток флюида из пласта успевает стабилизироваться и дойти до скважины, так как этот процесс более длителен. Напротив, процесс входа жидкости в пласт занимает более короткое время, в связи с чем этот объем значительно меньше. Разность объемов выходящего из пласта и входящего в пласт флюида составляет дебит пласта. По данным дебита в точках 13, 14, 15 строят график дебита, выбирают максимальное значение дебита, и добычу нефти ведут с максимальной производительностью. При этом исследования в точках 13, 14, 15 ведут при разных режимах, в том числе и при разных стимуляциях пласта при необходимости повышения дебита. В результате такой подготовки получают максимально возможный дебит. Идеальное, невиданное ранее состояние фильтра и призабойной зоны пласта как раз и обеспечивает максимальные показатели добычи. Возможность работы поршня в любой точке спущенной до пласта 12 колонны НКТ 4 позволяет полностью извлечь выходящие из пласта флюиды даже в зоне пласта. Такая возможность тоже появилась впервые. Таким образом, предложенное изобретение дает возможность увеличить добычу нефти из любой нефонтанирующей скважины планеты как неистощенной, так и истощенной.

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти, включающий возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных насосно-компрессорных труб, электродвигателем, установленным на устье скважины и соединенным с поршнем тягой, отличающийся тем, что подготовку добычи и добычу нефти выполняют с постоянной промывкой фильтра и призабойной зоны пласта попеременной подачей флюида вверх-вниз поршнем в цилиндре, установленном на любых глубинах вплоть до уровня пласта, пакер на насосно-компрессорных трубах устанавливают преимущественно на кровле пласта, поршень утяжеляют грузом, монтируют его на кабеле или тросе, который навивают на барабан, подсоединенный к электродвигателю, перемещают поршень вниз под собственным весом, отключив двигатель или барабан, располагают поршень на разных глубинах в цилиндре, например, на глубинах 1, или 2, или 3 км, и в этих точках выполняют равное количество, например по 3, возвратно-поступательных перемещений поршня на равную величину хода с разной или равной скоростью подъема и спуска, измеряют объем удаленной поршнем жидкости для каждой точки, вычисляют объем ходов поршня в каждой точке и по соотношению указанных объемов определяют коэффициент перетока жидкости в зазорах между поршнем и цилиндром, затем определяют дебит скважины в каждой точке как частное от деления объема удаленной поршнем жидкости за время его работы на указанный коэффициент, повторяют то же самое для других величин хода и скоростей перемещения поршня, устанавливают в зоне пакера обратный клапан и все приведенное выше повторяют, строят графики дебита по точкам, сравнивают графики и выбирают зону установки поршня и целесообразность установки клапана из условия получения максимального дебита в процессе добычи, устанавливают поршень в расчетную зону и выполняют процесс добычи нефти путем возвратно-поступательных перемещений поршня в режиме, выбранном из графика с максимальным дебитом. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при падении дебита в процессе добычи ее прекращают и повторяют приведенный выше порядок действий, строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу с новыми параметрами по указанному графику. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при отсутствии повышения дебита при повторном возбуждении пласта проводят другие воздействия на пласт: повторную перфорацию, использование химических веществ, пороховых генераторов давления, гидроразрыв пласта и повторяют приведенный выше порядок действий, затем строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу нефти с новыми параметрами по указанному графику.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

способ добычи нефти - патент РФ 2172390 -

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к технологии добычи нефти из нефонтанирующих скважин. Обеспечивает повышение производительности добычи нефти и глубины извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных труб, электродвигателем. Его устанавливают на устье скважины и соединяют с поршнем тягой. Подготовку добычи и добычу нефти выполняют с постоянной промывкой фильтра и призабойной зоны пласта попеременной подачей флюида вверх-вниз поршнем в цилиндре. Его устанавливают на любых глубинах вплоть до уровня пласта. Пакер на трубах устанавливают преимущественно на кровле пласта. Поршень утяжеляют грузом. Монтируют его на кабеле или тросе, которые навивают на барабан, подсоединенный к электродвигателю. Перемещают поршень вниз под собственным весом, отключив двигатель или барабан. Располагают поршень на разных глубинах в цилиндре, например на глубинах 1, или 2, или 3 км. В этих точках выполняют равное количество, например по 3, возвратно-поступательных перемещений поршня на равную величину хода с разной или равной скоростью подъема и спуска. Измеряют объем удаленной поршнем жидкости для каждой точки. Вычисляют объем ходов поршня в каждой точке и по соотношению указанных объемов определяют коэффициент перетока жидкости в зазорах между поршнем и цилиндром. Затем определяют дебит скважины в каждой точке как частное от деления объема удаленной поршнем жидкости за время его работы на указанный коэффициент. Повторяют то же самсое для других величин хода и скоростей перемещения поршня. Устанавливают в зоне пакера обратный клапан и все приведенное выше повторяют. Строят графики дебита по точкам. Сравнивают графики и выбирают зону установки поршня и целесообразность установки клапана из условия получения максимального дебита в процессе добычи. Устанавливают поршень в расчетную зону и выполняют процесс добычи нефти путем возвратно-поступательных перемещений поршня в режиме, выбранном из графика с максимальным дебитом. 2 з.п. ф-лы, 1 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к технологии добычи нефти из нефонтанирующих скважин. Известна технология добычи нефти насосами различного типа (Е.И. Бухаленко, В. Б. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991, с. 32; В.Н. Моисеев. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М., Недра, 1990, с. 19). Наиболее распространенные электрические центробежные насосы (ЭЦН) являются недостаточно надежными. Причиной частного выхода из строя является чувствительность ЭЦН к падению уровня нефтяного столба в скважине, к наличию песка, парафинов, воды, газовой фазы, к температуре флюида. Известен также способ добычи нефти штанговыми глубинными насосами (ШГН) (В.Е. Гавура, В.В. Исайчев, А.К. Курбанов и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М., ВНИИОУНП, 1994, с. 265). Данный способ, принятый за прототип, частично лишен недостатков технологии добычи нефти с использованием ЭЦН. Он включает возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных насосно-компрессорных труб (НКТ), электродвигателем, установленным на устье скважины и соединенным с поршнем тягой. Такие насосы менее чувствительны к отрицательным факторам, оказывающим сильное влияние на работу ЭЦН, и этим обеспечивается их более высокая надежность и работоспособность. Тем не менее ШГН не имеют качественных преимуществ перед ЭЦН, что обусловлено следующими их недостатками: - штанги имеют большой вес, увеличивающийся пропорционально глубине установки насоса. В связи с этим глубина установки насосов (как ШГН, так и ЭЦН) не превышает как правило 1-1,5 км, ниже этих глубин нефть не извлекают и она остается в скважине; - производительность ШГН недостаточна ввиду большого веса штанг и уравновешивающих грузов, которые не позволяют задавать большую скорость перемещения поршня и ограничивают величину его хода. Задачей заявленного изобретения является создание способа добычи нефти, лишенного недостатков прототипа и обеспечивающего повышение производительности добычи и глубины извлечения нефти. Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является возможность установки и работы поршня в цилиндре на любых глубинах, вплоть до уровня пласта, а также перемещение поршнем столба жидкости над ним с устранением его давления на столб жидкости под поршнем или, наоборот, со сложением давлений этих столбов, и, кроме того, изоляция и устранение влияния затрубного столба жидкости. Указанный технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти, включающем возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных НКТ, электродвигателем, установленным на устье скважины и соединенным с поршнем тягой, согласно изобретению выполняют подготовку добычи и добычу нефти с постоянной промывкой фильтра и призабойной зоны пласта попеременной подачей флюида вверх-вниз поршнем в цилиндре, установленном на любых глубинах вплоть до уровня пласта, пакет на НКТ устанавливают преимущественно на кровле пласта, поршень утяжеляют грузом, монтируют его на кабеле или тросе, трос навивают на барабан, подсоединенный к электродвигателю, перемещают поршень вниз под собственным весом, отключив двигатель или барабан, располагают поршень на разных глубинах в цилиндре, например на глубинах 1, 2, 3 км, и в этих точках выполняют равное количество, например по 3, возвратно-поступательных перемещений поршня на равную величину хода с разной или равной скоростью подъема и спуска, измеряют объем удаленной поршнем жидкости для каждой точки, вычисляют объем ходов поршня в каждой точке и по соотношению указанных объемов определяют коэффициент перетока жидкости в зазорах между поршнем и цилиндром, затем определяют дебит скважины в каждой точке как частное от деления объема удаленной поршнем жидкости за время его работы на указанный коэффициент, повторяют то же самое для других величин хода и скоростей перемещения поршня, устанавливают в зоне пакера обратный клапан и все приведенное выше повторяют, строят графики дебита по точкам, сравнивают графики и выбирают зону установки поршня и целесообразность установки клапана из условия получения максимального дебита в процессе добычи, устанавливают поршень в расчетную зону и выполняют процесс добычи нефти путем возвратно-поступательных перемещений поршня в режиме, выбранном из графика с максимальным дебитом; при падении дебита в процессе добычи ее прекращают и повторяют приведенный выше порядок действий, строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу с новыми параметрами по указанному графику; при отсутствии повышения дебита при повторном возбуждении пласта проводят другие воздействия на пласт; повторную перфорацию, использование химических веществ, пороховых генераторов давления, гидроразрыва пласта и др. и повторяют приведенный выше порядок действий, затем строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу нефти с новыми параметрами по указанному графику. Возвратно-поступательные перемещения поршня перед началом и в процессе добычи необходимы для постоянной промывки фильтра и призабойной зоны пласта за счет пульсации давления жидкости в скважине: при подъеме поршня вверх он отсекает столб жидкости над ним и давление в зоне пласта падает до уровня, определяемого оставшимся столбом жидкости под поршнем вплоть до нулевого уровня; при опускании поршня вниз верхний столб жидкости ударяет через поршень по нижнему столбу и давление резко увеличивается до уровня давления столба жидкости от устья и даже выше вследствие соударения столбов. Такая пульсация давления приводит к пульсации перемещения жидкости в пласт и из пласта, что поддерживает фильтр, призабойную зону пласта и сам пласт в очищенном состоянии, обеспечивающем максимальную величину отдачи пласта и притока нефти. Установка пакера преимущественно на кровле пласта необходима для обеспечения возможности проводить подготовку добычи и добычу на глубинах от устья до пласта без помех со стороны давления затрубной жидкости. При этом амплитуда колебания давления в зоне пласта при подъеме и спуске поршня соизмерима с величиной гидростатического давления столба жидкости в той же зоне. Если пакер установить значительно выше пласта, то депрессию можно будет создать только на уровне гидростатического давления столба скважинной жидкости до пакера. Ниже пакера давление будет определяться действием затрубного столба жидкости даже в том случае, когда поршень спущен в НКТ в зону пласта и отсекает столб жидкости и его давление над поршнем при движении поршня вверх. Пакер, установленный преимущественно на кровле пласта, выполняет весьма важную функцию: он ликвидирует действие затрубного столба жидкости и позволяет создавать приведенную пульсацию давления жидкости в зоне пласта и постоянную его промывку. Утяжеление поршня грузом необходимо для того, чтобы поршень мог опускаться вниз под собственным весом без приложения усилий от привода. В этом случае появляется возможность смонтировать поршень на кабеле или тросе, который имеет прочностные возможности поднимать поршень вверх с еще большим усилием, чем тяги на ШГН, но не имеет возможности толкать поршень вниз. Имеются и другие преимущества использования кабеля: высокая прочность при малом диаметре, обеспечивающем небольшой вес и высокую гибкость, которая позволяет навивать его на барабан. Главным же преимуществом использования кабеля является то, что он позволяет опускать поршень на любую глубину, то есть до 3-7 км в существующих скважинах. Такая возможность позволяет вести добычу нефти при падении ее динамического уровня вплоть до уровня пласта. Коэффициент извлечения нефти из пласта достигнет в этом случае максимально возможного уровня. Существующие насосы позволяют вести добычу нефти с глубин 1-1,5 км с коэффициентом ее извлечения 0,3-0,4. Столб нефти высотой 2-3 км и более, свидетельствующий о возможностях пласта поддерживать такой динамический уровень флюида, оказывается неизвлеченным из скважины и остается в ней с последующим списанием скважины. Нефть в количестве 30-70% остается в пласте и скважине. Предложенный способ позволяет извлекать нефть даже при падении динамического уровня флюида до нулевого значения. Намотка кабеля на барабан позволяет осуществлять как быстрый подъем поршня вверх, так и быстрое его перемещение вниз под собственным весом, что повышает производительность добычи. Установка поршня перед началом добычи на разных глубинах и выполнение в них возвратно-поступательных перемещений на равную величину хода, например 10-50 м, в разных режимах, необходима для определения максимального дебита, с которым потом и ведут добычу. Определение и использование коэффициента перетока жидкости позволяет уточнять дебит и выполнять соответствующие расчеты и планирование условий добычи. Регулированием скоростей подъема и спуска поршня регулируют объем жидкости, входящей в призабойную зону пласта и уходящей из нее. Например, если скорость подъема выше скорости спуска, то есть подъем идет более длительное время, то и объем притока флюида из пласта превышает объем возвращаемой в пласт жидкости. В этом случае происходит добыча нефти. При другом соотношении скорости можно кратковременно воздействовать на фильтр и призабойную зону пласта в усиленном промывочном режиме с транспортировкой в пласт кислот, поверхностно-активных веществ и т.п. Более качественная промывка фильтра и призабойной зоны пласта позволит затем увеличить дебит скважины. Установка обратного клапана необходима для определения сравнительной величины дебита в этих условиях и определения условий для получения максимального дебита скважины. Съемный обратный клапан используют также для поиска альтернативных условий максимальной добычи. Повторение приведенного порядка действий после падения дебита и после разных стимулирующих воздействий на пласт снова обеспечивает работу скважины с максимальной производительностью в новых условиях. Таким образом, предложенный способ обеспечивает достижение и поставленной задачи, и технического результата: нефть можно извлекать из скважины до уровня пласта, а процесс ее извлечения является максимально производительным. На чертеже представлена схема осуществления предложенного способа. На схеме показаны: нефтяная скважина 1, поршень 2, цилиндр 3, расположенный в колонне НКТ 4 с установленным на ней пакером 5, электродвигатель 6 с барабаном 7, подсоединенным к электродвигателю 6, установленными на устье 8 скважины 1, кабель (трос) 9, навиваемый на барабан 7 и соединенный с поршнем 2 утяжеленным грузом 10, кровля 11 нефтяного пласта 12, точки 13, 14, 15 установки поршня 2 на глубинах 1, 2 и 3 км соответственно; труба 16 для отвода добываемой нефти в бак или в систему отвода нефти; съемный обратный клапан 17, установленный в зоне пакера 5. Выполняют предложенный способ следующим образом. Опускают поршень 2 с грузом 10 в колонну НКТ 4, внутренняя поверхность которой может быть подготовлена в качестве цилиндра 3 как на всей длине НКТ, так и на ее части. Отпускают тормоза барабана 7 и поочередно опускают поршень 2 с грузом 10 в точки 13, 14, 15. Включают двигатель 6 и в каждой точке выполняют возвратно-поступательные перемещения поршня 2, например, на 10-15 м в разных режимах. При подъеме поршня 2 вверх столб жидкости в НКТ 4, расположенный над поршнем 2, поднимается вверх. Соответствующий ходу поршня 2 объем жидкости (флюида) выливается через трубу 16 в бак, где его величина измеряется. Давление измеряемого столба жидкости на столб жидкости под поршнем прекращается сразу же после начала подъема поршня 2. Давление скважинной жидкости в зоне пласта уменьшается, например, на 100, 200 или 300 атмосфер при расположении движущегося поршня 2 соответственно в точках 13, 14 или 15. Уменьшение давления (депрессия) вызывает активную отдачу пласта 12 и флюид начинает перемещаться в скважину 1. При этом выносятся не только механические частицы породы, но и парафины, асфальтены, соли, продукты загрязнения призабойной зоны пласта 12. Но в процессе притока фильтр и призабойная зона пласта 12 вновь быстро засоряются (кольматируются). Однако при возвращении поршня 2 вниз под давлением собственного веса и столба жидкости вес обоих столбов суммируется с дополнительными кратковременным увеличением давления сверх указанного в момент соударения столбов (явление гидроудара). Давление в зоне пласта 12 возрастает и жидкость из скважины 1 направляется в пласт 12, взвешивая все закольматированные частицы в бурлящем потоке. При следующем ходе поршня 2 вверх процесс выноса частиц в скважину 1 возобновляется. Таким образом, процесс очистки фильтра и призабойной зоны пласта 12 идет постоянно в процессе добычи. Для возможности получения дебита процесс подъема поршня 2 выполняют с меньшей скоростью, чем его спуск. В первом случае поток флюида из пласта успевает стабилизироваться и дойти до скважины, так как этот процесс более длителен. Напротив, процесс входа жидкости в пласт занимает более короткое время, в связи с чем этот объем значительно меньше. Разность объемов выходящего из пласта и входящего в пласт флюида составляет дебит пласта. По данным дебита в точках 13, 14, 15 строят график дебита, выбирают максимальное значение дебита, и добычу нефти ведут с максимальной производительностью. При этом исследования в точках 13, 14, 15 ведут при разных режимах, в том числе и при разных стимуляциях пласта при необходимости повышения дебита. В результате такой подготовки получают максимально возможный дебит. Идеальное, невиданное ранее состояние фильтра и призабойной зоны пласта как раз и обеспечивает максимальные показатели добычи. Возможность работы поршня в любой точке спущенной до пласта 12 колонны НКТ 4 позволяет полностью извлечь выходящие из пласта флюиды даже в зоне пласта. Такая возможность тоже появилась впервые. Таким образом, предложенное изобретение дает возможность увеличить добычу нефти из любой нефонтанирующей скважины планеты как неистощенной, так и истощенной.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ добычи нефти, включающий возвратно-поступательное перемещение поршня в цилиндре, расположенном в колонне запакерованных насосно-компрессорных труб, электродвигателем, установленным на устье скважины и соединенным с поршнем тягой, отличающийся тем, что подготовку добычи и добычу нефти выполняют с постоянной промывкой фильтра и призабойной зоны пласта попеременной подачей флюида вверх-вниз поршнем в цилиндре, установленном на любых глубинах вплоть до уровня пласта, пакер на насосно-компрессорных трубах устанавливают преимущественно на кровле пласта, поршень утяжеляют грузом, монтируют его на кабеле или тросе, который навивают на барабан, подсоединенный к электродвигателю, перемещают поршень вниз под собственным весом, отключив двигатель или барабан, располагают поршень на разных глубинах в цилиндре, например, на глубинах 1, или 2, или 3 км, и в этих точках выполняют равное количество, например по 3, возвратно-поступательных перемещений поршня на равную величину хода с разной или равной скоростью подъема и спуска, измеряют объем удаленной поршнем жидкости для каждой точки, вычисляют объем ходов поршня в каждой точке и по соотношению указанных объемов определяют коэффициент перетока жидкости в зазорах между поршнем и цилиндром, затем определяют дебит скважины в каждой точке как частное от деления объема удаленной поршнем жидкости за время его работы на указанный коэффициент, повторяют то же самое для других величин хода и скоростей перемещения поршня, устанавливают в зоне пакера обратный клапан и все приведенное выше повторяют, строят графики дебита по точкам, сравнивают графики и выбирают зону установки поршня и целесообразность установки клапана из условия получения максимального дебита в процессе добычи, устанавливают поршень в расчетную зону и выполняют процесс добычи нефти путем возвратно-поступательных перемещений поршня в режиме, выбранном из графика с максимальным дебитом. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при падении дебита в процессе добычи ее прекращают и повторяют приведенный выше порядок действий, строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу с новыми параметрами по указанному графику. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при отсутствии повышения дебита при повторном возбуждении пласта проводят другие воздействия на пласт: повторную перфорацию, использование химических веществ, пороховых генераторов давления, гидроразрыв пласта и повторяют приведенный выше порядок действий, затем строят новый график с максимальным дебитом и начинают добычу нефти с новыми параметрами по указанному графику.

www.freepatent.ru